分析大型风电场的储能系统经济性和调节性能

针对某离负荷中心较远、装机容量为300MW的大型风电场，基于上述算法对本章模型进行求解。该风电场典型日出力数据见表8-2，出力曲线和系统接纳该风电场出力的限制曲线如图8-2所示；风电场在各时段的预测出力可信度为χ=0.85；在单位时段Δt内的备用容量价格均取e_c.i=0.0009万元/MW；其余数据如表8-3所示。

表8-2 风电场出力数据

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表8-3 算例相关数据

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图8-2 风电场典型日出力及系统接纳风电限制曲线

目前该风电场的固定上网电价为0.058万元/MW·h（接近平时段的销售电价），很明显在这种电价机制下，风电场中建设储能装置的经济性大打折扣，不利于激励风电—储能联合系统的发展，本章将依据用电侧峰谷电价设置风电上网峰谷电价（见表8-4）来分析储能系统的经济性和调节性能。

表8-4 风电上网峰谷电价

注：谷时段：[0，7]∪[23，24]；平时段：[11，17]∪[21，23]；峰时段：[7，11]∪[17，21]。

根据峰/谷/平时段的划分，取当日21点为起始时刻，至次日21点为终点时刻，将这24h划分为288个时段，依次取i=1、2、3…288进行优化。进行储能优化前后的风电场出力曲线如图8-3所示，此时储能系统的最佳额定功率和储能容量分别为P_max=25.88MW和W_max=92.98MW·h，储能系统的一次性投资成本比较高，达到4.917 8亿元，减少并网通道容量建设成本3 882万元，而年净收益为1 729.3万元，年投资收益率为3.82%，所以在目前的造价条件下，储能系统的年收益率是比较低的。钒电池的单位造价比较高，接近钠硫电池的两倍，但由于其使用寿命是钠硫电池的3倍左右，而用于风电场中，相当于一天可以充放电循环两次，即谷时段充电—峰时段放电、平时段充电—峰时段放电，可以实现更多的储能时移套利。其中储能系统减少系统所需备用容量的收益为1 644.1万元，低储高发的套利为2 175.25万元（在固定上网电价机制下和目前的风电上网政策下，该部分收益不存在，相反，储能效率的存在会导致上网电量降低，会减少风电商的收益，不利于刺激风电商改善风电质量）。

图8-3 储能优化前后风电场出力及充放电功率曲线

由图8-3我们可以看出：储能系统能够较好地平滑风电场的功率波动，但由于谷时段和峰时段出力差异太大，要进一步削峰填谷需要很大的额定功率及额定容量，会导致投资成本急剧上升，且储能装置的减少系统所需备用容量的收益会达到上限。大部分时间内储能装置会以低于额定功率较多的功率水平运行，会降低储能装置的利用效率，导致经济性变差，所以本章模型在兼顾功率调节性能和经济性的情况下，对储能系统的功率、容量和充放电策略进行优化是合适的。